Определение пористости девонских отложений Волгоградского Поволжья по нейтронному каротажу Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

Рис. 1. График интенсивности трещиноватости, индуцированной приведенными в примере системами трещин: 1 - системы трещин; 2 - отрезок, длина которого равна интенсивности трещиноватости ^ё) в направлении е

Литература

1. Нейштадт Л.И., Пирогов И.А. Методы инженерно-геологического изучения трещиноватости горных пород. М., 1969.

2. Методические рекомендации по изучению трещиноватости массива скальных пород для решения задач механики горных пород / Составители Д.М. Казикаев, Г.И. Чухлов. Белгород, 1976.

3.Белоусов В.В. Тектонические разрывы, их типы и механизм образования // Тр. Геофизического ин-та АН СССР. 1952. №17.

4. Такранов Р.А. Об определении интенсивности трещино-ватости сложнодислоцированных пород // Тр. по изучению вопросов трещиноватости пород в горном массиве. Л., 1964.

5. Беликов Б.П. О методике изучения трещиной тектоники месторождений строительного и облицовочного камня. М., 1953.

6. Редькин Г.М. Аналитическое выражение интенсивности трещиноватости горных пород // Математическое моделирование технологических процессов в производстве строительных материалов и конструкций / Под редакцией Н.Д.Воробьева: Сб. науч. тр. Белгород, 1998. С. 139 - 141.

Белгородский государственный технологический университет им. В.Г. Шухова 28 февраля 2005 г.

УДК 550.832.74

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОЛГОГРАДСКОГО ПОВОЛЖЬЯ ПО НЕЙТРОННОМУ КАРОТАЖУ

© 2005 г. Г.А. Шнурман, А.А. Науменко-Брайловская

Основные перспективы нефтегазоносности на территории Волгоградского Поволжья связаны с эй-фельско-нижнефранским и среднефранско-турнейскими нефтегазоносными комплексами (НГК). В первом НГК перспективными являются погребенные структуры в отложениях терригенного девона, во втором -залежи нефти приурочены к органогенным известнякам.

Разрез девонских отложений характеризуется ли-тологическим разнообразием и представлен карбонат-но-терригенным комплексом осадочных пород со значительной вариацией глинистого материала. Залежи нефти и газа приурочены к коллекторам различных типов: в терригенных отложениях в основном к поровым, в карбонатных - к порово-каверновым. Терригенные коллекторы, представленные песчаниками с дисперсной глинистостью, ограниченной толщины и крайне неоднородны. Карбонатные коллекторы - чистые известняки с пористостью выше 4-5 % и содержанием нерастворимого остатка ниже 30 %. Продуктивные породы-коллекторы - нефте- или газо-

насыщенные, характеризуются, как правило, большим диапазоном фильтрационно-емкостных свойств и сложным распределением по разрезу и площади. Все это, а также сложные геолого-технические условия геофизических исследований (неустойчивость ствола скважин в мощных интервалах глинисто -мергилистых толщ, образование значительных желобов и каверн, применение хлор-калиевых промывочных жидкостей низкого сопротивления), создает значительные проблемы при выделении и оценке продуктивных коллекторов по комплексу ГИС.

Одним из важнейших параметров пород-коллекторов является пористость, характеризующая их емкостные свойства. Пористость пород определяется по материалам нейтронного ННК, гамма-гамма-ГГК и акустического АК каротажей, результаты интерпретации которых во многом определяются состоянием метрологического обеспечения измерений, качеством получаемой информации, надежностью учета искажающих геолого-технических факторов и достоверностью используемых петрофизических и

интерпретационных моделей. На показания ННК, ГГК и АК наибольшее искажающее влияние оказывает состояние ствола скважины, вращение приборов при подъеме, особенно в призабойной части скважин, непредсказуемые зазоры между приборами и стенкой скважины. В изучаемом регионе наиболее широкое применение при оценке общей пористости пород получил двухзондовый нейтронный каротаж по тепловым нейтронам ННК.

Показания нейтронного каротажа в осадочных породах в основном определяются их водородосодер-жанием и, в меньшей степени, минералогическим составом, хлоросодержанием и газонасыщенностью. Водородосодержание (водородный индекс ВИ) пород ю представляет собой отношение объемного содержания водорода в породе к объемному содержанию водорода в пресной воде в нормальных условиях ( = 20 °С, Р = 0,1 МПа). По определению водородосодержание пресной воды равно 1.

В общем случае водородосодержание породы определяется следующим выражением [1-5]:

ю,

- К п К взп + К п (1 - К взп )ю нг + К г

,ю г

К пнк - К пК взп + К п (1 - К взп )Ю нг +

+Кглюгл + пнклитКлит ) + ЬКнкпл,

(1)

воды в глинах. При этом значение массовой глинистости Сгл (нерастворимого остатка Сно) определялось по ГК и известной нелинейной зависимости Д/у=ДСно) В.В. Ларионова и М.Д. Шварцмана [6] (рис.1-1).

1

0,9 0,8 0,7 г 0,6

я 0,5

^

3 0,4 0,3 0,2 0,1 0

rh

о о 2~[— уь о

О о о о г ° Q ЩГ S0

о о о . °°

с bV кч? ГО о О

/ f аэЙ г ь ° :

О о öqj 5 ОО °ро < »о°

О оß/o »

о/} э /8

:ов О

0 10 20 30

40 50 60

С „„, %

70 80 90 100

где юп, юнг, юл - водородосодержание породы, нефтегазового флюида и глин; Квзп - водонасыщенность зоны проникновения; Кгл - объемная глинистость.

При нейтронном каротаже регистрируется нейтронная пористость Кпнк, которая соответствует пористости чистого известняка, насыщенного пресной водой, измеренной в стандартных условиях. На нейтронную пористость оказывает влияние ряд искажающих факторов, связанных с отличием условий измерений в скважинах от стандартных. К ним относятся:

- геолого-технические факторы: диаметр скважины йс, толщина глинистой корки йгл.к, минерализация Сс и плотность 8с промывочной жидкости, минерализация пластовой воды Св, температура t °С и давление Р;

- литологический эффект, обусловленный различием литологии стандартного и исследуемого пласта;

- плотностной эффект, возникающий из-за различия плотности скелета породы, с одной стороны, и глинистого цемента и углеводородов, с другой.

В общем случае для пород сложного литологиче-ского состава исправленная с учетом влияния геолого-технических факторов нейтронная пористость Кпнк испр определяется выражением [1]:

где Кпнклит и Клит - нейтронная пористость и объемное содержание литологических компонентов скелета породы; ДКпнкпл - поправка за плотностной эффект.

До последнего времени в Волгоградском Поволжье при оценке нейтронной пористости карбонатных пород по нейтронному каротажу в производственных условиях в системе «ГИНТЕЛ» вводилась лишь поправка за водородосодержание химически связанной

Рис. 1. Сводная зависимость двойного разностного параметра Д/у от массового содержания нерастворимого остатка Сно для карбонатных отложений Волгоградского Поволжья установленная: 1 - В.В. Ларионовым и М.Д. Шварцманом [6];

2 - авторами [5]

В работе [5] авторами на основе сравнения показаний ГК с содержанием нерастворимого остатка по ГТИ установлена линейная зависимость Д/у = _ДСно) (рис. 1-2), которая рекомендована для определения нерастворимого остатка карбонатных отложений девона Волгоградского Поволжья, а также обосновано преимущество использования абсолютных значений показаний ГК в мкР/ч в качестве интерпретационного параметра ГК.

В связи с отсутствием прямых анализов водоро-досодержания химически связанной воды в глинах и их минералогического состава наиболее сложной задачей является определение водородосодержания глин (нерастворимого остатка). Известно, что водоро-досодержание химически связанной воды в основных глинистых минералах - гидрослюдах, каолините и монтмориллоните, составляет в среднем, соответственно, 19, 34 и 22 %. Если исходить из равного содержания этих минералов в глинистом компоненте, среднее значение параметра югл = 25 %. Именно такое значение используется при оценке нейтронной пористости девонских коллекторов Волгоградского Поволжья. На наш взгляд, оно может быть несколько завышено и требует подтверждения на керновом материале.

Влияние литологического состава на нейтронную пористость иллюстрируется рис. 2, на котором приведены зависимости истинной пористости от нейтронной по ННК для пород различной литологии. Нейтронная пористость известняка по определению равна 0, кварцевого песчаника Кпнкпес составляет в среднем -4,5 %, а доломита - около 7 %. Поскольку характер насыщенности пород и водородосодержание углеводородов заранее не известны, их влияние на нейтронную пористость не учитывается, т.е. принимается, что Квз=1.

Для условий Волгоградского Поволжья по результатам анализов керна 8глмин = 2,78-103кг/м3, 8изв = 2,7-103кг/м3, 8пес = 2,66-103кг/м3. Таким образом:

- для карбонатных пород

-5 0 5 10 15 20 25 30 35 40

Кпннк, %

Рис. 2. Зависимость истинной Кп от нейтронной Кпнк пористости для пород различной литологии: 1 - песчаник; 2 - известняк; 3 - доломит

Поправка на различие плотности скелетного компонента и глин в соответствии с [2] может быть определена из выражения

АК пнкпл1 - 0,32К пнкК Гл ;

- для терригенных пород

АК пнкпл2 = 0,4К пнкК гл .

В результате окончательные выражения для нейтронной пористости в соответствии с уравнением (1) будут иметь следующий вид:

- для карбонатных пород

Кпнк - Кп + 0 25Кно + 0,32КпнкКно

(2)

АК пнкпл - 0,85К пнкК гл [8 глмин

0 2 4

2950 2960 2970

-Ю гл8 в -8 ск (1 -Ю гл )].

- для терригенных пород. К пнк = К п + 0,25К гл - 0,045 + 0,4К пнкК гл . (3)

10

45

35

25

15

5

-5

-15

2980

2990

3000

3010

3020

3030

3040

3050

2950

2960

2970

2980

2990

3000

3010

3020

3030

3040 3050

•ГК ннк, мкР/ч _

Рис. 3. Фрагмент диаграмм каротажей пористости (скв. № 1 Ольховская, 2950-3040 м)

6

8

Решив уравнения (2) и (3) относительно пористости Кп и принимая, что Кно = Сно(1-Кп), получим: - для карбонатных пород

К пистизв - [К пнк - С но (0,25 + 0,38К п /[1 - С но (0,25 + 0,38К пнк)];

с)]/

(4)

пористости хорошо согласуется с плотностным и акустическим каротажем, а также со значениями общей пористости, определенной по керну. Таким образом, уравнения (4) и (5) рекомендуются для определения пористости по материалам нейтронного каротажа.

- для терригенных

К писТпес = [К пнк + 0,045 - С гл (0,25 + 0,4К пнк)]/

пес (5)

/[1 - С гл (0,25 + 0,4К пнк)].

Уравнения (4) и (5) являются петрофизической моделью нейтронной пористости для геологических условий Волгоградского Поволжья. Как видно, на результаты определения пористости существенное влияние оказывает не только водородосодержание химически связанной воды в глинах, но и плотностной эффект. Поскольку до последнего времени при интерпретации материалов ННК вводилась поправка только за водородосодержание химически связанной воды в глинах, в результате в интервалах с повышенным содержанием глинистого материала наблюдалось существенное завышение пористости. На рис. 3 приведен фрагмент диаграмм каротажей пористости по скв. № 1 Ольховская.

В исправленные значения нейтронной пористости Кпнкиспр внесены поправки за водородосодержание и плотностной эффект в глинах и полученная кривая

Литература

1. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М., 1984.

2. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин: Метод. пособие. М., 2001.

3. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М., 1978.

4. Шнурман И.Г. Изучение терригенных коллекторов Предкавказья по результатам геофизических исследований скважин. Краснодар, 2003.

5. Шнурман Г.А., Науменко-Брайловская А.А. Петрофизиче-ская модель интегрального гамма-каротажа карбонатных отложений Волгоградского Поволжья. // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2005. № 3.

6. Ларионов В.В., Шварцман М.Д. Естественная радиоактивность карбонатных отложений верхнего мела Восточного Предкавказья // Геофизические методы исследований скважин / МИНХиГП; Тр. Вып. 56. М., 1966. С. 67 - 82.

Кубанский государственный университет, г. Краснодар

17 мая 2005 г.